深层—超深层油气资源是我国油气勘探的重要接替领域,但其埋深大(普遍大于6000米)、勘探难度高,制约了开发进程。油气相态预测对明确油气藏类型及资源潜力具有关键指导作用。本文以准噶尔盆地腹部沙湾凹陷下乌尔禾组烃源岩为研究对象,通过钻井、测井以及岩性数据等地质资料,利用地球化学测试对烃源岩特征进行全面分析;借助盆地模拟软件,恢复下乌尔禾组组热史;结合沉积埋藏史,使用生烃动力学软件Kinetic计算了该凹陷下乌尔禾组在不同热演化阶段的供烃相态转化特征。 结果显示烃源岩TOC均值达1.15%,生烃潜力S₁+S₂均值为3.78mg/g,有机质丰度较好;有机质类型为Ⅱ₁-Ⅱ₂型,反映母质沉积环境较为多样,为水生生物和高等陆生植物;有机质成熟度R_o样品均值为1.47%,达到高成熟阶段,处于生凝析油阶段。 烃源岩约在241Ma进入生烃门限开始生油,在侏罗纪(208~145Ma),烃源岩热演化程度逐步提高,R_o增长到0.58~0.96%,古地温为96.26~114.45℃,达到成熟阶段,处于生烃高峰期。早白垩世—晚白垩世(137~65Ma),R_o为0.96~1.39%,进入了成熟阶段晚期—高成熟阶段早期,古地温为114.45~147.82℃,在古近纪~现今(65~0Ma),R_o为1.39~1.75%,生烃母质达到高成熟晚期,生油基本结束,生气量较大,最终的总生烃量为8.67×10~6t。 供烃相态演化主要分为四个阶段:成熟阶段早期:中三叠世(209Ma),R_o为0.5%,烃类组分以C₁₄⁺为主,含量可达97.8%,相态为低熟阶段的黑油相态特征。在成熟阶段晚期157-95Ma(J₃~1-K₂),R_o为0.71~0.95%,此阶段主要是黑油(C₁₄⁺)为主,其中黑油占总烃93.5~83.2%左右,轻质油/凝析油(C₆-C₁₄)占5.2~10.6%,湿气(C₂-C₅)和甲烷(C₁)含量较低,此阶段相态为成熟油黑油油藏特征。在古近系-新近系(65~23Ma)步入高成熟阶段早期,R_o为1.07~1.27%,此阶段黑油(C₁₄⁺)逐渐裂解,含量降为(67.1~27.3%),而轻质油/凝析油(C₆-C₁₄)含量逐渐增高(20.2~46.3%),气态烃(C₂-C₅)约为6.1~15.6%,干气(C₁)占6.6~10.8%,相态为挥发性油藏。在23~0Ma时期(N-Q),R_o达1.27%~1.52%,进入高成熟阶段末期,下乌尔禾组烃源岩主要以轻质油C₆-C₁₄为(50%左右)为主,黑油占(C₁₄⁺)27.3~14.0%,湿气(C₂-C₅)约为20.8%,干气(C₁)占比14.1%左右,相态为近临界态凝析气藏。将生烃动力学应用到油气的相态预测是一种新思路,为未来的油气相态预测提供实例。